Понятие о системах сбора и подготовки нефти, газа и воды.

Скважинная продукция – смесь углеводородов и воды, обладающая специфическими свойствами, отличающиеся от пластовых и характерные для смеси (плотность, вязкость, газосодержание и другие).

Система трубопроводов и оборудования, взаимосвязанных друг с другом и обеспечивающих транспортировку продукции нефтяных скважин от их устья до центрального пункта сбора (ЦПС) с выполнением определенных функций, составляют систему сбора.

Промысловый сбор и подготовка нефти и газа заключаются в последовательном изменении состояния продукции нефтяной сква­жины и отдельных ее составляющих (нефти и газа) и завершаются получением товарной продукции. Таким образом, технологиче­ский процесс после разделения продукции скважин состоит из двух материальных потоков: нефтяного и газового.

Технология сбора, очистки и использования пластовой воды является особым процессом, который обычно рассматривается отдельно. Он включает три последовательных этапа: разделение; сбор; доведение нефти и газа до нормированных свойств, уста­навливаемых для товарной продукции. На третьем этапе нефтя­ной поток очищается от пластовой воды и минеральных солей, из него извлекаются углеводороды (стабилизация) для того, чтобы придать нефти стабильность, позволяющую уменьшить потери уг­леводородов на всем пути ее движения к пункту переработки. На этом этаре из газового потока извлекаются углеводороды (отбензинивание) с целью получения товарного раза и сжиженных угле­водородов. Следовательно, третий этап является завершающим эта­пом сбора нефти и газа, его часто называют обработкой нефти и газа

Основные требования, к организации сбора и подготовки нефти ,газа и воды:

1. Автоматическое изменение количества нефти,газа и воды по каждой добывающей скважине ;

2. обеспечение герметизированного сбора нефти и нефтяного газа и воды на всем пути движения – от добывающих скважин до магистрального нефтепровода ;

3. доведение нефти ,газа и пластовой воды на технологических установках до норм товарной продукции;

4. автоматический учет товарной нефти и нефтяного газа и передача их товарно- транспортным организациям;

5. возможность ввода в эксплуатацию месторождения с полной утилизацией нефтяного газа до окончания строительства всего комплекса сооружений;

6. обеспечение высоких экономических показателей по капитальным затратам, снижению металлоемкости и эксплуатационных расходов ;

7.надежность и маневренность эксплуатации технологических установок и возможность полной их автоматизации;

8. изготовление оборудования технологических установок и основных узлов систем сбора нефти ,газа и воды индустриальным способом в блочном и мобильном исполнении с полной автоматизацией технологических процессов.

Система сбора нефти, газа и воды на месторождениях – это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования , предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до пунктов подготовки нефти ,газа и воды .

Система сбора нефти, газа и воды должна обеспечивать :

- измерение количества продукции, получаемой из каждой скважины;

- максимальное использование пластовой энергии или энергии, создаваемой скважинными насосами, для транспортировки продукции скважин до пунктов ее подготовки;

- отделение от продукции скважин свободной воды;

- раздельный сбор продукции скважин ,существенно отличающейся по содержанию воды, физико-химическим параметрам ,давлению и иным признакам ,если смешение продукции нецелесообразно по технико-экономическим соображениям;

- подогрев продукции скважин в случае невозможности ее сбора и транспорта при обычных температурах ;

- транспорт продукции от скважины к сборным пунктам;

- доведении нефти до норм товарной продукции;

-очистка и сушка нефтяного газа;

- очистка и ингибирование пластовой воды .

Система сбора и подготовки состоят из разветвленной сети трубопроводов, замерных установок, сепарационных пунктов ,резервуарных парков ,установок комплексной подготовки нефти, установок подготовки воды и газа, насосных и компрессорных станций.

Можно сделать вывод, что назначение системы сбора и подготовки скважинной продукции заключается в следующем:

1 Измерении скважинной продукции.

2 Максимальном использовании пластовой энергии или энергии, создаваемой скважинами насосами для транспортировки.

3 Сепарации нефти и газа, подачи газа до пунктов подготовки или потребления.

4 Отделении от продукции свободной воды.

5 По возможности раздельного сбора продукции скважин.

6 Подогреве продукции в случае невозможности ее сборе при повышенной вязкости и пониженных температурах.

7 Транспортировании продукции от скважин к сборным пунктам.

8 Очистке и осушке попутного нефтяного газа.

9 Доведении нефти до норм товарной продукции.

10 Очистке и ингибировании пластовой воды.

Сепарация нефти.

В зависимости от качества, схемы и технологии сбора и сепа­рации, расстояния, условий транспорта и хранения нефти потери легких фракций будут различными. С повышением давления на ступенях сепарации нефти уменьшается количество выделяющего­ся газа, а в его составе – содержание более тяжелых компонентов.

Сепарация газа от нефти — это процесс отделения головных углеводородов и сопутствующих газов. Он происходит при сни­жении давления и повышении температуры нефти, а также вслед­ствие молекулярных диффузий углеводородных и других компо­нентов, содержащихся в нефти, в пространство с меньшей кон­центрацией их, находящееся над нефтью. Процесс сепарации не­фти имеет место на всем пути ее движения: в скважине, шлейфе, сепараторе, нефтесборном коллекторе и в резервуарах на промысле и за его пределами, а также при ее транспорте водным или желез­нодорожным путем. Процессы сепарации углеводородов и сопут­ствующих газов при атмосферных условиях называют испарением нефти.

Сепараторы, применяемые на нефтяных промыслах, условно подразделяют на шесть категорий:

1) по назначению — замерно-сепарирующие и сепарирующие;

2) геометрической форме и положению в пространстве — цилиндрические, сферические, вертикальные, горизонталь­ные и наклонные;

3) принципу действия — гравитационные, инерционные (жа- люзийные) и центробежные (гидроциклонные);

4) рабочему давлению — высокого (6,4 МПа), среднего (2,5 МПа), низкого (0,6 МПа) давления и вакуумные;

5) числу ступеней сепарации — первой, второй, третьей и т.д.;

6) разделению фаз — двухфазный (нефть + газ), трехфазный (нефть + газ + вода).

В нефтяных сепараторах любого типа различают следующие Секции: основная сепарационная, осадительная, секция сбора кидкости, влагоуловительная.

Основная сепарационная служит для основного разделения про­дукции скважины на газ и жидкость. Ввод продукции скважины в секцию осуществляется тангенциально или нормально, но с при­менением специальных конструкций газоотборника (дефлектора). Газ, выделившийся из продукции скважины из подвода, а также дополнительно под влиянием центробежной силы и в результате изменения потока жидкости, поднимается вверх и выводится из газосепаратора, а жидкость опускается вниз.

В осадительной дополнительно выделяются пузырьки газа, со­держащиеся в нефти в состоянии окклюзии, т.е. поглощенные ею или не успевшие из нее выделиться. В осадительной секции происходит выделение газа из нефти, которое усиливается, если нефть стекает по одной или нескольким дефлекторам и плавно, без брызг сливается в слой, расположенный в нижней части га­зосепаратора.

Секция сбора жидкости служит для сбора жидкости, из которой почти полностью выделился газ при давлении и температуре, поддерживаемых в газосепараторе. Эта секция может быть подразделена на две: верхняя, служит для нефти; другая, нижняя ,для воды, и имеет самостоятельные выводы из сепаратора. Слой жидкости ,устанавливаемый в секции, поддерживается уровнедержателем.

Влагоуловительная расположена в верхней части газосепаратора . Ее назначение- улавливать частицы жидкости, увлекаемые потоком газа.

Для сепарации нефти от газа на первой ступени положительно зарекомендовал себя горизонтальной сепаратора .

Имеются конструкции вертикальных сепараторов , в которых наряду с сепарацией нефти осуществляются сепарация и замер газа и воды ,поэтому их называют мерными ,или мерниками. Отличие их от сепаратора ,в которых происходит только отделение воды от нефти ,состоит в том ,что в секции сбора жидкости вмонтированы соответствующие счетчики с интеграторами. В мерниках и нефтегазоводосепараторах иногда предусмотрен подогрев жидкости для ускорения ее разделения и уменьшения высоты пены. Подогрев осуществляется в печи,вмонтированной в газосепаратор, топливом для которого служит газ.

В процессе подъема жидкости из скважины и транспорта ее до центрального пункта сбора нефти, газа и воды давление в системе постепенно снижается и из нефти выделяется газ. Объем выделившегося газа по мере снижения давления в системе увеличивается и обычно превышает объем жидкости несколько десятков раз. Поэтому их совместное хранение, а иногда и сбор, становятся нецелесообразными. Кроме того, отвод газа уменьшает пульсации при транспортировании нефти от сепараторов первой ступени до установки подготовки нефти.

Иногда причиной отделения газа от нефти является отсутствие насосного агрегата, позволяющего перекачивать газонефтяную смесь. Но не во всех случаях отделившийся газ удаляется в отдельный канал. Независимо от этого процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором происходит отделение газа от нефти, называется газосепаратором. Комплекс, состоящий из газосепаратора, оснащенного приборами и внутренним оборудованием для проведения нормального технологического процесса сепарации, называется сепарационной установкой. Отделение из нефти газа, который осуществляется в газосепарационных установках, является первым этапом подготовки нефти для нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ).

В современных системах сбора нефти и газа газосепараторами оснащаются все блочные автоматизированные групповые замерные установки (за исключением установок, оснащенных массовыми расходомерами), дожимные насосные станции и центральные пункты сбора и подготовки нефти, газа и воды.

На блочных автоматизированных установках отделение газа от нефти осуществляется не только с целью раздельного измерения дебита скважин по нефти и по газу, а также для повышения точности измерения расхода нефти. После прохождения расходомеров нефть и газ снова смешиваются и подаются в общий нефтегазосборный коллектор.

Часто отвод свободного газа от нефти осуществляется в нескольких местах. Каждый пункт вывода сепарированного газа называется ступенью сепарации газа. Ступеней сепарации может быть несколько, и окончательное отделение нефти от газа завершается в концевых сепарационных установках (КСУ) или в товарных резервуарах под вакуумом.

Многоступенчатая сепарация применяется для постепенного отвода свободного газа по мере снижения давления. При этом, как правило, обеспечивается более четкая дифференциация нефти и газа. Легкие углеводороды при этом остаются в составе нефти, в то время как дифференциальное разгазирование способствует их уносу газом.

Для ограничения влияния пульсаций на работу этих установок перед первой ступенью сепарации на ДНС или УПН устанавливается гаситель пульсаций, конструкция которого может быть разнообразной.

В нефтяных сепараторах любого типа различают следующие четыре секции:

I. Основная сепарационная секция, служащая для выделения из нефти газа. На работу сепарационной секции большое влияние оказывает конструктивное оформление ввода продукции скважин (радиальное, тангенциальное, использование различного типа насадок – диспергаторов, турбулизирующих ввод газожидкостной смеси).

II. Осадительная секция, в которой происходит дополнительное выделение пузырьков газа, увлеченных с нефтью из сепарационной секции. Для более интенсивного выделения окклюдированных пузырьков газа из нефти последнюю направляют тонким слоем по наклонным плоскостям, увеличивая тем самым длину пути движения нефти, т.е. эффективность ее сепарации. Наклонные плоскости рекомендуется изготовлять с небольшим порогом, способствующим выделению газа из нефти.

III. Секция сбора нефти (накопительная секция), занимающая самое нижнее положение в сепараторе и предназначенная как для сбора, так и для вывода нефти из сепаратора. Нефть может находиться здесь или в однофазном состоянии, или в смеси с газом – в зависимости от эффективности работы сепарационной и осадительной секций и времени пребывания нефти в сепараторе.

IV. Каплеуловительная секция, расположенная в верхней части сепаратора и служащая для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых потоком газа. Работа сепаратора любого типа, устанавливаемого па нефтяном месторождении, характеризуется двумя основными показателями: 1) количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции IV; 2) количеством пузырьков газа, уносимых потоком нефти из секции сбора нефти III. Чем меньше эти показатели, тем лучше работает газосепаратор.

На нефтяных месторождениях применяются все типы газосепараторов. В последнее время большое применение находят горизонтальные нефтегазовые сепараторы, которые имеют ряд преимуществ по сравнению с вертикальными. Они имеют повышенную производительность и простоту обслуживания.

Горизонтальные сепараторы по конструкции могут быть одноемкостные и двухъемкостные. Область применения как одноемкостных, так и двухъемкостных горизонтальных сепараторов весьма обширная. Одноемкостные сепараторы обеспечивают контактное разгазирование, а двухёмкостные - дифференциальное. Область их применения обусловлена этими факторами. Контактное разгазирование обеспечивает более четкое разделение фаз. Исходя из этого принципа, одноемкостные сепараторы применяются для оснащения ДНС, для первой, второй и третьей ступеней сепарации на центральных пунктах сбора и подготовки продукции нефтяных скважин. Двухъемкостным сепараторами, в основном, оснащаются блочные АГЗУ типа «Спутник».

Принцип работы горизонтальных сепараторов такой же, как и вертикальных сепараторов. Отличительной особенностью является то, что в горизонтальных сепараторах взаимный унос жидкости и газа меньше, ввиду их плавного разделения по всей длине емкости. Поэтому пропускная способность горизонтальных сепараторов примерно в 2 раза выше, чем вертикальных.

3 Продукция нефтяных скважин. Водонефтяные эмульсии, свойства, методы разделения.